6月10日，FCVC2026第十届国际氢能与燃料电池汽车大会在江苏昆山召开。中国科学院院士、清华大学教授、国际氢能燃料电池协会（IHFCA）理事长欧阳明高出席大会并发表《新能源革命与绿色氢能发展》的演讲。

他表示，2015年到2025年车用燃料电池作为氢能利用的先导，拉动氢能的发展，去年应该说是氢能最低潮，大家看到今年又好了，绿色氢能现在大概在这开始进入爬坡期，任何新技术都要经历这个过程。

我们氢能已经跨越死亡谷，这就是死亡谷，现在进入正常发展阶段。我们预计五年之内是窗口期，2030年之后是爆发期。所以2025年到2030年氢能的制、储、运、加供应链建设与发展将推动氢能的多领域应用。

2030年到2050年，可再生能源发电量成为电力的主体，绿色氢能将会爆发式增长。2050年到2060年我们预计绿氢将会达到1亿—1.75亿吨，其中绿色氢能将占终端能源消费10%—15%，这中间氢储能大概是5000万到7000万吨，氢动力大概是2000万到5000万吨，氢原料大概是3800万到5600万吨，氢在中国新能源革命中将会扮演越来越重要的角色。

以下内容为现场发言实录：

尊敬万主席、各位领导、各位同行，大家下午好！

我今天的题目是《新能源革命与绿色氢能发展》。

我想分四方面，首先是绿色发展与新能源革命。

大家知道中国政府已经提出2030年二氧化碳排放达峰、2060年实现碳中和的双碳目标。其中核心就是2030年非化石能源发电要达到50%，而我们的二氧化碳已比2005年降低65%，这是一个非常重大的挑战。如何实现这个目标？全球是有共识的，这个共识就是通过能源转型。其中可再生能源、能源效率、电解化，我们解决难以脱碳的硬骨干就要靠氢能，所以中国正在引领全球可再生能源革命，这是science杂志评出的2025年十大科学突破，这场革命主要由中国引领，我们现在第三次能源革命，我们的动力就有各种电池，包括燃料电池、锂离子电池，载体就是电和氢，当然电是主体。

首先我们从汽车的角度来看，中国新能源汽车已经经过导入期、成长期、市场爆发期，现在已经进入相对成熟的阶段。从电力的角度来说，我们2030年可能会进入可再生能源消费为主体的新型电力系统时代，习主席提出了2035年36亿千瓦的风电光伏装机，我们预计2030年就会达到30亿，如果是30亿，风-光-水的发电量就会到50%，煤电将会下降到40%，所以这是一个非常重大的变化。

现在新能源电力和新能源动力正在结合，因为我们传统的分开发展已经遇到瓶颈，可再生能源发得太多，电网收不了，锂离子电池、电动车越来越多，充电也会遇到问题，所以现在进入第二阶段，那就是协同发展加上电力市场化改革。

在这个时代中间关键有三大技术，那就是氢能、智能、储能。应该说氢能是新能源革命的重要支撑，它技术链长、产业规模大、应用面广，所以是战略性技术。我的团队一直在这方面，氢能是我们非常重要的，2001年开始就在从事氢能。直到前年我们大约有十几家氢能相关的创业企业。另一方面我们更多的力量投入在电池，包括安全电池、智能电池、全固态电池、储能电池等等。还有把氢能、储能合起来做智能动力和智慧能源，所以也就是所谓的零碳能源系统。

下面我就分别对氢能交通、绿氢储能和以绿氢为核心的零碳微网三方面介绍我们的进展。

首先是氢能交通。我们的车用燃料电池已经取得重大突破，大家可以看到外面，我们的车用燃料电池已经做的非常好了。但是我们还面临一个问题就是工作温度偏低，所以散热是瓶颈。所以我们要搞宽温域的燃料电池，核心就是质子交换膜，必须要温度逐步提高，这是节能与新能源汽车技术路线图规定的，我们2030年105℃，2035年110℃，2040年120℃，这就是我们节能新能源汽车针对燃料电池的瓶颈提出的，为什么要提这个？首先对于燃料电池来说，我们通过温度提升可以降低散热器体积和质量，同时减少功耗。从我们制氢角度来说，温度提升，电流密度会大幅度提升。同时在100—110℃期间有一个沸腾效应，氧析出的电压会大幅下降。为此我们已经研发出了新一代宽温域的质子交换膜，具备量产能力。大家知道宽温域在温度高的时候不是用水来传递离子，是靠磷酸来传递离子，所以有两种离子传输的通道。为了实现这点要解决的关键问题就是磷酸的流失和机械强度之间的矛盾，解决这个矛盾的方法就是构建分子级的亲水、疏水向的分布，让它泾渭分明。这就是我们现在做到的比如说产品高温宽温域质子交换膜，这个50kw电堆、120度的工况，这是第三方认证的。这是电解槽，可以看到相比常规的我们的电流密度也大幅度提升。

这是我们的膜电极，大家看我们的膜电极的铂载量随着运行温度提升是下降的，功率密度也是提升的。另外对于电解槽而言，温度从85度提升到120度，额定电流密度可以从2A/cm2提升到6A/cm2，峰值电流密度可以到20安培/平方厘米。我们的电堆和其他相比，体积功率密度、最大功率、冷启动等等，当然现在我们的成本还偏高，这是120度电堆的运行测试。这是电解槽，作为我们燃料电池重卡的加氢站，目前都是用质子交换膜电解槽，不是碱性电解槽。同时我们也开发了全生命周期的智能管理平台，从设计、制造、震荡包括柔性的电位传感器、预测机器学习等等。

这是我们现在的应用，我们学生创业公司的宽温域燃料电池电堆，300千瓦的燃料电池发动机以及它的应用，尤其我们最近在新疆哈密，有30台90吨的燃料电池重卡，经受了零下28度、八级大风、2500米的高原等等考验，而且和国际巨头同台竞争，运行4500小时零故障。另外这是我们的燃料电池电解槽，这是站内制氢加氢，也经过了考核。这是我们用在商用支线飞机19座的必须用高温膜，它用液氢、高温膜、超导电机，这是我们牵头项目的概念图，我们也获得了全国颠覆性技术创新大赛的一等奖。另外我们在无人机方面形成了系列化产品，尤其是25公斤固定翼的可以连续续航超过24小时。

我们储能有非常多的种类，刚才万主席说已经接近1.5亿千瓦，增长了45倍。其中经过经过过去五年发展，抽水蓄能在新增储能装机中的占比从原先的70%降到了30%，而中标的价格4小时储能电池已经低于500元/千瓦时。

展望未来，我们认为有两种主体，这是放电功率，这是放电时长。有一块大家可以看到这都是电池的范围，在中小功率、中低时长储能电池，上面这一块都是氢相关的范畴，都是由氢可以覆盖的，包括抽水蓄能、热储能、液流电池都可以由它覆盖，这就是绿氢储能。

这是我们对未来成本竞争力的比较，现在抽水蓄能越来越小，上面是绿氢，下面是电池，这是我们认为未来主流的储能方式。这中间首先有广义的氢储能，就是把氢变成氢、氨、醇等等。现在我们在内蒙古兴安盟学生的公司和金风科技合作在做一个最大的甲醇规划总产能145万吨的一个大项目，现在第一期50万吨今年投产，用的就是风力发电，电解制氢，然后用生物质气化来提供碳源，最后合成。这个地方对氢做到了每公斤15块钱，直接往后用，由风力发电过来的。

这是我们在这中间用到的，我们团队的HydoTech的氢舟，包括单片、插片式电堆和AI智能控制，现在我们HydoTech已经是碱性电厂里面全国前三名。这是我们的电堆，方格的电堆，液压的支撑，跟原先完全不一样的，直流的效率到4.3度每标方，电流效率99%，尤其是我们的动态调节范围可以到10%—120%，我们解决了波动的问题，行业的平均水平在这。动态变载的速度可以达到每秒5%，另外运维时长可以小于8小时，现在大家都要一个月拉回去维修，我们可以在现场更换。还有一个狭义的氢储能，也就是绿电到绿氢，再回到绿电的循环，以及废热利用，发电车的电多，我们把它制氢存起来，发电车的电不够就再发回去，所以这在西部、这在东部，这是集中式。还有零碳园区分布式大量采用燃料电池发电。

首先我们看集中式，国外有氢的燃气轮机、氨的燃气轮机等等，但是中国目前更多的是火电厂的灵活性改造，就是掺氢、掺氨的燃烧，我们也做出了一个方案，就是燃煤锅炉的掺氢燃烧成套技术解决方案。比如说鄂尔多斯60万千瓦的技术为例，我们可以把负荷降到15%，深调下限由180兆瓦降低到90兆瓦，这样就有很好的效应。

另外一个是分布式氢储能，就是把电解槽、燃料电池、热泵合在一起，热泵很重要，如果不用热泵循环效率只有30%多，但是用了热泵循环效率可以达到86%。

分布式储能和柴油机组进行比较，这是储能的时长，这是制氢和发电时长的比例，大家看这个黑线就是分界区，也就是说在这上面都具备经济性，红色的就是价格高的地方，所以它完全可以竞争过现在的柴油发电机组，从成本的角度，目前进口的柴油发电机组的备用电源每千瓦大概是1200—1800。我们可以做到1500，是可以和它竞争的。

从未来的角度来看，长周期的绿氢储能量非常大，根据国际长时储能委员会分析，可再生能源电力10%的发电量需要经长时储能技术实现长周期转移。所以未来中国调峰火电厂会逐步从掺氢到纯氢发电，整个耗氢量到2060年，大约需要6500万吨绿氢，这是我即将出版的《中国新能源革命》这本书里面进行了详细的计算。

最后我说说新型电力与零碳微网。大家知道我们正在转型为新型电力系统，新型电力系统的运行模式就是源网荷储一体化，我们原先的传统电力系统就是“源随荷动”，符合我们的调度，像传统的座机电话，有接线员来调，现在是源-网-荷-储互动，比方说我们的电动汽车，也可以作为一个源，往回送电，储既是负荷又是源，所以这时候不再可能用以前人工调度的方式，可能像电信里面变成手机，通过互联网、聚合、人工智能进行调度，这就是新型电力系统。新型电力系统在网络架构方面会是集中式与分布式结合，国家规划在2030年要初步建成主电网、配电网、微电网的新型电网形式，尤其是和我们直接相关的就是这个，高压和我们关系不大，但是在用户侧尤其是这些地方用户侧将会形成基于智能微电网的低碳能源系统市场蓝海，尤其是离网型和绿电直联的微网群，现在绿电直联可以一对多，它本身就是一个小电网。大家知道我们新动力和新型电力实际上很相似，这就是燃料电池的动力系统，它有可变的负载、有储能系统、有燃料电池的发电。零碳微网电力系统也是一样的，也有一个可变负荷、可变发电、风电光伏，也有储能系统。所以这两者是完全相似、互相促进、互相依赖，所以我们在这个基础上要建零碳微网，零碳微网的经济原则核心就是多能互补、融合发展。我们需要零碳电力技术，比方说储能，我们需要绿色氢能技术，我们当然也需要零碳的热力技术，就是空气源热泵。

另外就是场景驱动、系统闭环，因为目前氢能的储运还没有特别理想的方案，所以我们要尽量地少储、少运才有可能实现经济性。在西部地区比如说能源基地有煤电调峰电厂和大量的煤化工基地，比如说鄂尔多斯高原有2000万吨的煤制甲醇大概每年要消耗200万吨氢，大量的重卡工程机械，这个是非常好的场景，比方说风电、光伏，中午光伏发电过多的时候，正好是火电厂要往下调，多的电可以制氢到这边来，掺到煤里面去，这就是互补。所以我们团队在鄂尔多斯政府的支持下建立了鄂尔多斯新能源研究院，聚焦的就是氢为核心的风-光-氢-储-车一体化技术转化。

这里建立了全国规模最大的氢能检测基地，我们有最大8.5兆瓦的制氢检测装置，欢迎大家去参观。我们也经过氢能前瞻技术的开发包括固体氧化物、制氢隔膜、氢储能、氢安全、钙钛矿、热管理、微网、机器人等等。重点示范的是四种场景，零碳产业园场景、零碳矿山和物流场景，零碳交通示范区。比如说高速公路上建光伏然后制氢，直接氢瓶租赁，还有燃料电池发电机组作为备用的长时储能，这是换氢的重卡，同时我们这边有换电的重卡，还有闪充的轿车，形成闭环。当然还有更重要、更复杂的就是零碳算力中心，比如说零碳算力中心的备电和储能是我们下一步要攻克的，我们正在参与国家零碳园区的建设。

下面我举一个例子就是鄂尔多斯氢为核心的离网型零碳微网示范项目我们有5兆瓦的风电、5兆瓦的光伏，一共10兆瓦，这是电化学储能，10兆瓦、20兆瓦时的储能电站，这边就是我们的氢储能，我们有PEM制氢、ISM制氢、碱性制氢、燃料电池兆瓦的系统，还有1300公斤的储氢。我们有纯氨的发电，我们用固体氧化物、水和二氧化碳共电解产生一氧化碳和氢的合成器，然后用非同合成，就在这个场地制甲醇，然后用于甲醇发动机。

我们还有直接制作氨的，电化学制氨是怎么做的，也是用的电堆，燃料电池电堆和锂离子电堆的综合，我们也有用质子交换膜来做二氧化碳电解，就在我们现在附近大概十公里有一个企业干这个，当然还有氢交通、加氢站、无人机等等。

另一方面当然就是废热利用，我们需要大量的热泵，空气源热泵、水源热泵等等。这是我们做的配置计算，平准化的度电成本，我们可以低于3毛钱，这是储氢放氢的过程。这是动态储能的过程，现在所有的设备90%都是由我们创业公司提供的，各种公司的名字都在这里，他们的实物都在这里，大概有10家公司是由我们创业团队提供的，只有热泵不是我们自己做的，这是我们正在进行集成的。

这是我们系统控制与能量管理的开发，我们叫圣能氢能产业园，可以显示所有的能量流，这是我们正在做的整个示范园。前面是我们的零碳能源系统，后面是工厂，因为工厂要作为负载，也叫前店后厂，产业化的就在后面，现在正在开发之中。正在调试阶段，我们预计8月份对外开放，欢迎各位来参观！

最后做一个总结，2015年到2025年车用燃料电池作为氢能利用的先导，拉动氢能的发展，去年应该说是氢能最低潮，大家看到今年又好了，绿色氢能现在大概在这开始进入爬坡期，任何新技术都要经历这个过程。我们氢能已经跨越死亡谷，这就是死亡谷，现在进入正常发展阶段。我们预计五年之内是窗口期，2030年之后是爆发期。所以2025年到2030年氢能的制、储、运、加供应链建设与发展将推动氢能的多领域应用。2030年到2050年，可再生能源发电量成为电力的主体，绿色氢能将会爆发式增长。2050年到2060年我们预计绿氢将会达到1亿—1.75亿吨，其中绿色氢能将占终端能源消费10%—15%，这中间氢储能大概是5000万到7000万吨，氢动力大概是2000万到5000万吨，氢原料大概是3800万到5600万吨，这就是我即将出版的《中国新能源革命》这本书，即将跟大家见面，里面包括了风光发电、柔性电力，因为我们现在也在做负荷、钙钛矿、燃料电池、电解质氢、氢储能、锂电池、电动汽车与车网互动，大家看八章里面有三章是和氢相关的，所以氢在中国新能源革命中将会扮演越来越重要的角色。

谢谢各位！